Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in ?· DENA Deutsche Energie-Agentur DLR Deutsches Zentrum…

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  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in DeutschlandEine umweltkonomische Betrachtung der ffentlichen Diskussion

    Andreas Lschel

    Energiepolitik_1 | 2009

  • Impressum

    ISBN: 978-3-86872-127-0 1. AuflageCopyright by Friedrich-Ebert-StiftungHiroshimastr. 17, 10785 BerlinStabsabteilung

    Reihe: Energiepolitik / 1 / 2009Herausgegeben vom Arbeitskreis Energiepolitik

    Redaktion: Dr. Philipp Fink, Cora M. Fritz, Irin Nickel, Snke Hallmann

    Gestaltung: Werbestudio zum weissen Roessl, Schpe

    Fotos:Klaus Kaulitzki, Imaginis, Simon Kraus, Dragan Stankovic, Sascha Burkard, Ulrich Mueller, istockphoto.com, fotolia.de

    Druck: BUB, Bonner Universitts-Buchdruckerei

    Fr ihre Untersttzung bei der Erstellung dieses

    Gutachtens bin ich Anna Maria Neff zu besonderem

    Dank verpflichtet.

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in DeutschlandEine umweltkonomische Betrachtung der ffentlichen Diskussion

    Andreas Lschel (ZEW, Mannheim)

  • Energiepolitik_1 | 2009

    4

    Inhaltsverzeichnis

    Abbildungs- und Tabellenverzeichnis 5Abkrzungsverzeichnis 5Executive Summary 7 Einleitung 8

    I. Die Rolle der Kohle als Energietrger Die Bedeutung der Kohle fr die Stromerzeugung 10 Deckung der steigenden Energienachfrage 12 Verbesserte Energiesicherheit durch einen breiten Energietrgermix 13

    II. Kosten der Kohleverstromung Kohle bleibt kostengnstig 15 Das Problem des noch zu geringen Wirkungsgrads 16 Die geplante Erneuerung des Kohlekraftwerksparks 18 Emissionshandel entscheidend fr Kohlekraftwerksneubau 19 Auswirkungen der Erneuerung des Kohlekraftwerksparks 21

    III. Umweltvertrglichkeit Kohle ist umweltschdlich 23 Kohle ist fr den Anstieg der CO2-Emissionen verantwortlich 24 Externe Kosten und EU-Emissionshandel 25 Technologien zur Abspaltung und Speicherung von CO2 26 Die Abspaltung und Speicherung von CO2 ist umstritten 29

    IV. Politische Handlungsempfehlungen 30

    Literaturverzeichnis 31Linksammlung fr Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland 34

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    5

    Abbildung 1: Anteile der Energietrger an der Bruttostromerzeugung 10

    Abbildung 2: Kohleanteile an der Verstromung im Jahr 2005 11

    Tabelle 1: Anteile der Kohle an der Verstromung bis 2030 11

    Tabelle 2: Entwicklung der Energietrgerpreise 15

    Infokasten: Technologiekonzepte bei der Kohleverstromung 16

    Tabelle 3: Wirkungsgrade, Nutzungsgrade und CO2-Emissionen nach Kraftwerkstyp 17

    Tabelle 4: Prognostizierte Wirkungsgrade 18

    Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland 20

    Tabelle 6: Auswirkungen bei einer Vernderung des Kraftwerksparks 22

    Tabelle 7: Emissionsanteile der Kohleverstromung in Europa 2005 24

    Tabelle 8: Prognostizierte Anteile der Kohle an den CO2-Emissionen 25

    Tabelle 9: Vermeidungskosten und CO2-Einsparungen verschiedener CCS-Technologien 27

    Abkrzungsverzeichnis

    Abbildungs- und Tabellenverzeichnis

    BMWi Bundesministerium fr Wirtschaft und Technologie

    CCS Carbon Capture and Storage

    DENA Deutsche Energie-Agentur

    DLR Deutsches Zentrum fr Luft- und Raumfahrt

    EHS (europisches) Emissionshandelssystem

    ETS Emission Trading Scheme

    IEA Internationale Energieagentur

    IER Institut fr Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung, Universitt Stuttgart

    IGCC Integrated Gasification Combined Cycle

    ISI Fraunhofer Institut fr System- und Innovationsforschung

    KWK Kraft-Wrme-Kopplung

    MIT Massachusetts Institute of Technology

    NABU Naturschutzbund Deutschland e.V.

    NAP Nationale Allokationsplne

    VDI Verein Deutscher Ingenieure

    VGB Verband der Kraftwerksbetreiber

    WBGU Wissenschaftlicher Beirat Globale Umweltvernderungen

    WI Wuppertal Institut fr Klima, Umwelt, Energie

    WWF World Wide Fund for Nature

    ZEW Zentrum fr Europische Wirtschaftsforschung

  • Energiepolitik_1 | 2009

    6

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    7

    Die knftige Rolle der Kohle bei der Stromprodukti-

    on steht in einem Spannungsfeld von konomischer

    Effizienz, Versorgungssicherheit und Umweltvertrg-

    lichkeit. Ein radikaler Ausstieg aus der Kohleverstro-

    mung ist vor dem Hintergrund der Versorgungssi-

    cherheit zum jetzigen Zeitpunkt nicht mglich. Um

    Kohle wirklich entbehrlich zu machen, msste ein

    groer technologischer Durchbruch bei den erneu-

    erbaren Energien erzielt werden. Mittels der konse-

    quenten Umsetzung des Emissionshandelssystems

    der EU knnen aber Anreize geschaffen werden,

    in andere Stromerzeugungstechnologien bzw. effi-

    zientere Kohlekraftwerke zu investieren. Damit er-

    mglicht der CO2-Handel mit voller Versteigerung

    der Verschmutzungsrechte auch die Einfhrung von

    CO2-Abscheidungstechnologien beim Neubau von

    Kohlekraftwerken. Diese Technologie kann im Zu-

    sammenhang mit einer Steigerung der Energieeffizi-

    enz als Brckentechnologie im bergang zu regene-

    rativen Energien dienen.

    Aus der Abwgung der verschiedenen Argumente

    fr und gegen Kohle ergeben sich folgende zentrale

    Schlussfolgerungen:

    Kohle spielt eine entscheidende Rolle bei der Stromerzeugung in Deutschland, Euro-

    pa und weltweit, und wird diese Bedeutung

    auch in Zukunft haben. Kohle ist zur Deckung

    der steigenden Energienachfrage notwendig.

    Da technologische Durchbrche bei CO2-frei-

    en Technologien erst in der Zukunft zu erwar-

    ten sind, bleibt Kohle auf mittlere Sicht unent-

    behrlich.

    Im Vergleich zu anderen Energietrgern wer-den fr Kohle die grten Reserven und Res-

    sourcen ausgewiesen. Die Abhngigkeit von

    Importen aus geopolitisch unsicheren Regionen

    ist bei Kohle niedriger als bei anderen Energietr-

    gern. Kohle ist also auch aus der Perspektive der

    Energiesicherheit eine wichtige Option.

    Kohle wird auch in Zukunft deutlich billiger als Gas sein. Die Stromgestehungskosten von

    Kohlekraftwerken sind niedrig und liegen bei

    moderaten CO2-Preisen unter denen alternativer

    Technologien. Dies gilt auch unter Bercksichti-

    gung relativ niedriger Wirkungsgrade.

    Kohlefrderung, -transport und -verstromung sind in hohem Mae umwelt- und klimaschd-

    lich. Die Umweltschden der Kohlenutzung wer-

    den dem Verursacher weitgehend nicht angelastet.

    Kohleverstromung ist einer der Hauptverursacher

    der globalen CO2-Emissionen und trgt wesent-

    lich zu deren Anstieg in der Zukunft bei.

    Der EU-weite Emissionshandel ist ein geeigne-tes Instrument zur Internalisierung externer

    Kosten der Kohleverstromung. In Deutschland

    und Europa kommt es durch den Emissionsrech-

    tehandel und die volle Auktionierung der Emissi-

    onszertifikate im Stromsektor zur Anlastung der

    mit den CO2-Emissionen der Kohleverstromung

    einhergehenden Klimaschden. Der Bau von Koh-

    lekraftwerken ist dann aus umweltkonomischer

    Sicht nicht zu kritisieren. Allerdings sind Lock-in-

    Effekte zu bercksichtigen.

    Die Abspaltung und Speicherung von CO 2 ist eine entscheidende Technologieoption fr

    die Erreichung langfristiger Klimaziele. Dies

    gilt nicht nur fr Deutschland und Europa, wo

    bereits umfangreiche Klimaschutzmanahmen

    die Attraktivitt der Kohle in der Stromproduktion

    vermindern, sondern insbesondere in kohlerei-

    chen Lndern wie den USA und China, die sich ge-

    genwrtig noch nicht zu Klimaschutzmanahmen

    verpflichtet haben. Diese globale Herausforderung

    der Kohlenutzung stellt die Debatte um die Zukunft

    der Kohleverstromung in Deutschland weit in den

    Schatten.

    Executive Summary

  • Energiepolitik_1 | 2009

    8

    Das vorliegende Kurzgutachten untersucht die zuknf-

    tige Rolle der Kohle in der deutschen Stromerzeugung

    vor dem Hintergrund des energiepolitischen Zieldrei-

    ecks konomischer Effizienz, Versorgungssicherheit

    und Umweltvertrglichkeit. Diese Dimensionen sind

    eng miteinander verflochten und unterliegen Zielkon-

    flikten. Die Verbesserung in einer Zieldimension be-

    deutet mitunter die Verschlechterung in einer anderen

    Zieldimension.

    Angesichts der Knappheit von volkswirtschaftlichen

    Ressourcen ist die Forderung nach einer kosteneffizi-

    enten Stromerzeugung, d. h. die Bereitstellung von

    Strom zu minimalen gesamtwirtschaftlichen Kosten,

    das zentrale konomische Bewertungskriterium fr

    Stromerzeugungstechnologien. Die gesellschaftlichen

    (sozialen) Kosten umfassen dabei sowohl die betriebs-

    wirtschaftlichen als auch die externen Kosten. Letztere

    betreffen die mit der Stromerzeugung verbundenen

    Umweltschden, insbesondere die Wirkungen von

    Treibhausgasemissionen und die Gesundheitsschden

    durch Luftschadstoffe, fr die es keine adquate Be-

    rcksichtigung durch Marktpreise gibt. Umweltkono-

    mische Instrumente wie der EU-Emissionshandel zielen

    darauf ab, diese im Markt nicht bercksichtigten Kosten

    zu internalisieren. Umweltwirkungen und Umweltpoli-

    tiken sind somit ein wichtiger Bestandteil der Analyse.

    Mittels externer Kosten knnen zwei Dimensionen des

    Zieldreiecks, nmlich Wirtschaftlichkeit und Umwelt-

    vertrglichkeit, zusammengefhrt werden. Daneben

    ist aber auch die aktuelle und prognostizierte Rolle der

    Kohle im Energiemix zu beachten und sind die Argu-

    mente der Versorgungssicherheit zu bercksichtigen.

    Im Folgenden sollen insbesondere die Argumente in

    der aktuellen politischen Diskussion in Deutschland re-

    flektiert und die Zukunft der kohlebasierten Stromer-

    zeugung vor dem Hintergrund (I) der Kosteneffizienz,

    (II) der Versorgungssicherheit und (III) der Umweltver-

    trglichkeit untersucht werden. Dabei werden verschie-

    dene Argumente fr und gegen Kohle betrachtet. Mit

    Blick auf die Kosteneffizienz wird argumentiert, dass

    Kohle billig ist und die Kohleverstromung zunehmend

    effizienter wird. In Bezug auf die Versorgungssicherheit

    wird einerseits auf die Notwendigkeit der Kohle zur

    Nachfragedeckung und zur Aufrechterhaltung einer

    verlsslichen Stromerzeugung hingewiesen, anderer-

    Einleitung

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    9

    sondere entfallen dadurch in der dritten Phase des EHS

    die Nationalen Allokationsplne (NAP), die mit heftigen

    politischen Verteilungskmpfen um die Renten aus der

    freien Vergabe von Zertifikaten an betroffene Unter-

    nehmen der energieintensiven Sektoren einhergingen

    (Lschel und Moslener 2008). Dies hat weitreichende

    Konsequenzen fr die Nutzung der Kohle in Europa,

    aber auch deren Bewertung aus umweltkonomischer

    Sicht.

    seits aber auch vorgebracht, dass Kohle den Umstieg

    auf eine nachhaltige Energieversorgung verhindert.

    Kohlefrderung, -transport und -verstromung sind in

    hohem Mae umwelt- und klimaschdlich. In diesem

    Zusammenhang spielen insbesondere emissionsarme

    Kohletechnologien, etwa die CO2-Abscheidung und

    -Speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS), eine

    besondere Rolle in der ffentlichen Diskussion.

    Der Kohleverbrauch der Zukunft hngt insbesondere

    von den relativen Preisen alternativer Energietrger, den

    Entwicklungen im Bereich der Energieerzeugungstech-

    nologien vor allem sauberer Kohletechnologien und

    den staatlichen Manahmen zum Umwelt- und Klima-

    schutz ab. Dabei ist in Europa insbesondere das euro-

    pische Klima- und Energieabkommen zu bercksich-

    tigen, welches im Dezember 2008 beschlossen wurde.

    Durch das Klima- und Energiepaket sollen ambitio-

    nierte Ziele in der EU erreicht werden: eine Reduktion

    der Treibhausgasemissionen um mindestens 20% ge-

    genber 1990 (um 30% bei entsprechenden interna-

    tionalen Anstrengungen), eine Steigerung des Anteils

    erneuerbarer Energien am Primrenergieverbrauch auf

    20% und eine Erhhung der Energieeffizienz um 20%

    gegenber der Referenzentwicklung.

    Das Paket entwickelt das europische Emissionshan-

    delssystem (EHS) als zentrales Instrument der Klima-

    politik in Europa weiter. Es legt nationale Verpflichtun-

    gen fr Sektoren auerhalb des EHS fest und definiert

    Ziele fr den Ausbau erneuerbarer Energien in den

    Mitgliedsstaaten. Das 20%-Ziel bei der Reduktion der

    Treibhausgasemissionen soll durch eine Minderung von

    21% in den EHS-Sektoren und 10% in den restlichen

    Bereichen der Volkswirtschaften gegenber 2005 er-

    reicht werden. Nach der Erfahrung der Windfall Pro-

    fits aus der ersten Phase des EU-Emissionshandels sieht

    das Klima- und Energiepaket fr die dritte Phase des

    Emissionshandels zwischen 2013 und 2020 die Verstei-

    gerung von Zertifikaten als dominierenden Verteilungs-

    mechanismus vor.

    Den Strom produzierenden Unternehmen, die sich

    kaum im internationalen Wettbewerb befinden und

    den Kostenanstieg durch den Kauf von Zertifikaten auf

    die Strompreise weitgehend abwlzen knnen, sollen

    keine freien Zertifikate mehr zugeteilt werden. Insbe-

    Einleitung

  • Energiepolitik_1 | 2009

    10

    und Kohle zwischen 2005 und 2030 sowie gleichzei-

    tiger Verdopplung des realen Rohlpreises aus (Nitsch

    2008).

    Europaweit ist Kohle fr die Verstromung nicht ganz

    so wichtig wie in Deutschland. Sie machte 2005 aber

    immerhin noch knapp 30% der Stromerzeugung aus.

    Hierbei gibt es groe Unterschiede zwischen den Mit-

    gliedsstaaten, von Frankreich mit nur 5% Kohleanteil

    an der Verstromung bis zu Polen mit ber 90%. Eu-

    ropaweit gesehen liegt Deutschland mit seinen knapp

    50% an fnfter Stelle (siehe Abbildung 2).

    Abbildung 1: Anteile der Energietrger an der Bruttostromerzeugung

    Quelle: AG Energiebilanzen (2008), EWI/Prognos (2005)

    Nach wie vor ist der grte Teil der deutschen Verstro-

    mung auf Kohle zurckzufhren. Insgesamt machte

    im Jahr 2007 die Kohle mit 22,8% fr Steinkohle und

    24,5% fr Braunkohle fast die Hlfte der Energietr-

    geranteile aus (AG Energiebilanzen 2008). Diese domi-

    nante Stellung der Kohle in Deutschland hat sich in den

    letzten beiden Jahrzehnten nur wenig verndert (siehe

    Abbildung 1). Auch fr die mittlere Zukunft wird er-

    wartet, dass die Kohle wichtigster Energietrger bleibt.

    Die Entwicklung des Kohleanteils wird in hohem Mae

    von zugrunde liegenden Energiepreisannahmen fr

    Deutschland getrieben. Ein Vergleich verschiedener

    Studien (EWI/Prognos 2005; EWI/Prognos 2006; Euro-

    pische Kommission 2008; Matthes et al. 2008) zeigt,

    dass von weitgehend konstanten Kohlepreisen zwi-

    schen 2005 und 2020 bzw. 2030 ausgegangen wird.

    Im gleichen Zeitraum wird angenommen, dass sich die

    realen lpreise erhhen und auch die Gaspreise leicht

    ansteigen werden. Einzig die Leitstudie 2008 des DLR

    geht von einer Verdreifachung der realen Preise fr Gas

    Whrend die Europische Kommission sogar von einer

    Steigerung des Kohleanteils mit einem Hhepunkt im

    Jahr 2025 ausgeht, wird fr das Jahr 2030 sowohl in

    der energiewirtschaftlichen Referenzprognose des

    BMWi als auch in der Prognose der Europischen Kom-

    mission ein leichter Rckgang vor allem der Steinkohle

    zugunsten von Erdgas und erneuerbaren Energien vor-

    hergesagt (EWI/Prognos 2005, Europische Kommis-

    sion 2008).

    I. Die Rolle der Kohle als EnergietrgerDie Bedeutung der Kohle fr die Stromerzeugung

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    11

    Abbildung 2: Kohleanteile an der Verstromung im Jahr 2005

    Quelle: Europische Kommission (2008), IEA (2007)

    Betrachtet man Prognosen zur globalen Energie-

    trgerverteilung bis zum Jahr 2030, so wird im All-

    gemeinen von einem steigenden Kohleanteil ausge-

    gangen. In Europa nimmt der Kohleanteil mehr oder

    weniger stark ab. Tabelle 1 zeigt die Prognosen des

    Kohleanteils in Europa und weltweit bis 2030. Hierbei

    werden im Referenzszenario alle staatlichen Ma-

    Tabelle 1: Anteile der Kohle an der Verstromung bis 2030

    Referenzszenario Alternativszenario Anteile in % 2015 2030 2015 2030 Polen 93 76

    Spanien 22 31

    Grobritannien 37 33

    Italien 16 15

    Frankreich 5 2

    EU15 25 26

    EU27 29 30

    China 80 78 74 64

    Indien 67 71 60 55

    Japan 28 22 27 16

    USA 51 53 50 45

    Welt 43 45 40 34

    Quelle: Europische Kommission (2008), IEA (2007)

    nahmen und Politiken bercksichtigt, die bis 2007

    beschlossen wurden. Im Alternativszenario werden

    zudem solche Manahmen bercksichtigt, die derzeit

    in Erwgung gezogen (etwa zur Erhhung der

    Energieeffizienz) und sehr wahrscheinlich umgesetzt

    werden. In diesem Szenario sinkt der Anteil der

    Kohleverstromung bis 2030.

  • Energiepolitik_1 | 2009

    12

    Deckung der steigenden Energienachfrage

    In Prognosen bis zum Jahr 2030 wird allgemein mit

    einem weltweit steigenden Energiekonsum gerechnet

    (vgl. EIA 2008; IEA 2007). Dieser wird insbesondere

    durch das hohe Wirtschaftswachstum, vor allem in

    China und Indien, getrieben. Im Aufholprozess der

    Entwicklungslnder bleiben Umweltberlegungen

    bei wachsender Bevlkerung und persistenter Armut

    von untergeordneter Bedeutung. Beispielsweise leben

    in Indien immer noch 400 Millionen Menschen ohne

    Stromversorgung. China und Indien machen bereits

    heute 45% des Weltkohleverbrauchs aus und werden

    bis 2030 fr 80% des Verbrauchsanstiegs verantwort-

    lich sein.

    Der wieder anwachsende Kohleverbrauch ist

    insbesondere durch die Annahmen der Internationalen

    Energieagentur (IEA) zu den Energietrgerpreisen

    getrieben: STEIGENDE l- und Gaspreise machen

    Kohle als Brennstoff fr die Grundlasterzeugung noch

    wirtschaftlicher. Der Energiekonsum und gerade die

    Kohlenutzung sind besonders hoch im IEA-Szenario

    mit hohem Wirtschaftswachstum. In Europa fallen

    das Wirtschaftswachstum und der Anstieg des

    Energieverbrauchs demgegenber moderat aus.

    Die Energieintensitt, also der Energiekonsum im

    Verhltnis zum Bruttoinlandsprodukt, sinkt durch

    den strukturellen Wandel weg von energieintensiver

    Industrie und hin zu mehr Dienstleistungen und

    verbesserter Energieeffizienz (vgl. Europische

    Kommission 2008; EIA 2006).

    Kohle ist in allen Energieszenarien notwendig, um

    die steigende Energienachfrage zu decken. Werden

    einschneidende Emissionsminderungsmanahmen

    ergriffen, ist ein Wechsel zu mehr Gas, Kernenergie

    und erneuerbaren Energien zu beobachten (vgl. EIA

    2006; IEA 2007; MIT 2007). Um allerdings Kohle

    wirklich entbehrlich zu machen, msste nach Meinung

    des MIT ein technologischer Durchbruch bei CO2-freien

    Technologien erzielt werden, der im Moment nicht zu

    erwarten ist (MIT 2007).

    Die Deutsche Energie-Agentur (DENA) befrchtet

    auch fr Deutschland einen Versorgungsengpass,

    sollten nicht noch zustzliche Kohlekraftwerke gebaut

    werden. Dies sei insbesondere auf den Wegfall von

    Erzeugungskapazitten durch den beschlossenen

    Atomausstieg zurckzufhren (vgl. DENA 2008). Die

    kritische Einschtzung der Versorgungssicherheit durch

    die DENA wurde von verschiedenen Seiten kritisiert.

    So verffentlichte die Deutsche Umwelthilfe eine

    Untersuchung, welche die Stromlcke auf

    verschiedene Annahmen wie Kraftwerkslaufzeit,

    Energieeinsparungen und technologische Entwick

    lung zurckfhrt (DUH 2008). Die DENA whlte als

    Kraftwerkslaufzeit 40-45 Jahre, obwohl Kraftwerke

    meistens weitaus lnger am Netz bleiben. Darber

    hinaus gehe sie von relativ geringen Stormeinsparungen

    in der Zukunft aus und vernachlssige technologische

    Entwicklungen. Schon eine Modifizierung der ersten

    Annahme knne die Stromlcke verschwinden

    lassen.

    Die Deutsche Umwelthilfe und Greenpeace verweisen

    zudem darauf, dass bei effektiverem Lastmanagement

    betreffend Grund- und Spitzenlast erneuerbare

    Energien strker einsetzbar wren und bis Ende des 21.

    Jahrhunderts fossile Energietrger komplett ersetzen

    knnten (DUH 2008; Greenpeace 2007a).

    Im energiepolitischen Konzept von Greenpeace wird

    gar bereits im Jahr 2015 auf Atomenergie und den

    Bau neuer Braunkohlekraftwerke bzw. ab 2012 auf

    den Bau neuer Steinkohlekraftwerke verzichtet. Dies

    soll u. a. durch erweiterten Einsatz von erneuerba-

    ren Energien und Kraft-Wrme-Kopplung (KWK)

    sowie durch Energieeffizienzsteigerungen mglich

    sein (Greenpeace 2007b). Allerdings sind hierbei die

    Annahmen zu Effizienzsteigerungen und Energie-

    bedarf, den Ausbaumglichkeiten der KWK

    sowie zur Nutzung erneuerbarer Energien (etwa

    Offshorewindanlagen) sehr optimistisch. Es geht

    ausdrcklich um Energiepotenziale, konomische

    Aspekte werden wiederum vernachlssigt. So fhrt

    etwa der verstrkte Ausbau erneuerbarer Energien

    zu Mehrkosten: Problematisch sind ja nicht nur die

    noch bestehenden Unsicherheiten bezglich der

    Einsatzfhigkeit der alternativen Technologien, sondern

    auch die mit einem starken Ausbau erneuerbarer

    Energien verbundenen konomischen Belastungen.

    Entscheidend fr die Bewertung verschiedener

    Energieszenarien aus gesamtwirtschaftlicher Sicht, sind

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    13

    die sozialen Kosten der Stromerzeugung. Wie spter

    ausfhrlicher erlutert, ist aus dieser Perspektive der

    Verzicht auf die Nutzung bzw. auf den Neubau von

    Kohlekraftwerken konomisch nicht gerechtfertigt.

    Zudem wird dadurch keine Tonne CO2 in Europa

    eingespart werden. Der Emissionsrechtehandel

    legt eine Obergrenze fr die CO2-Emissionen der

    Energiesicherheit im weiteren Sinne bedeutet, zu

    starke Konzentration auf bestimmte Energietrger und

    Rohstofflieferanten zu vermeiden. Vor dem Hintergrund

    groer technischer Unsicherheiten sollte ein Energiemix

    beibehalten werden, in welchem auch konventionelle

    Energietrger wie Kohle auf bestimmte Zeit ihren Platz

    haben (MIT 2007; IPCC 2005). Durch einen breiten

    Energiemix knnen insbesondere Versorgungs- und

    Preisrisiken abgemildert werden (BDEW 2008).

    Kohle ist nicht nur allgemein reichlich vorhanden,

    sondern auch in vielen verschiedenen Industrie- und

    Entwicklungslndern. Dadurch ist die Abhngigkeit

    von Importen aus geopolitisch unsicheren Regionen

    bei Kohle niedriger als bei anderen Energietrgern

    (vgl. EIA 2008; IEA 2007; MIT 2007; Europische

    Kommission 2008; VGB 2007; WI 2007). Im Vergleich

    zu anderen Energietrgern werden fr Kohle die

    grten Reserven und Ressourcen ausgewiesen (BGR

    2007). Unter Reserven werden dabei die derzeit

    technisch und wirtschaftlich gewinnbaren Mengen

    an nichterneuerbaren Energierohstoffen verstanden.

    Ressourcen beziehen sich auf die gegenwrtig nicht

    wirtschaftlich bzw. technisch gewinnbaren, jedoch

    geologisch indizierten Mengen an Energierohstoffen.

    Es ist zu beachten, dass durch steigende Preise oder

    technologischen Fortschritt, der es erlaubt, vorhandene

    Vorkommen kostengnstiger zu frdern, die Reserven

    ansteigen knnen. Die Steinkohleressourcen betrugen

    2007 etwa 14.800 Mrd. t. Davon befinden sich fast

    44% in den USA, etwa 28% in China und 18% in

    energieintensiven Sektoren in Europa fest. Auch

    kologisch ist der Verzicht auf die Nutzung bzw. auf

    den Neubau von Kohlekraftwerken zur Deckung der

    Energienachfrage daher mittelfristig vollkommen

    wirkungslos. Die mit neuen Kohlekraftwerken

    geschaffene Pfadabhngigkeit im Energiesystem kann

    jedoch die Erreichung langfristiger Klimaziele durchaus

    erschweren.

    Russland. Die Reserven beliefen sich auf 711 Mrd. t

    und sind geografisch strker verteilt: Die USA verfgen

    ber fast 33% der Reserven, China ber 23%, Indien

    und Russland ber jeweils 10% und Australien ber

    fast 6%. Die Steinkohlefrderung belief sich auf rund

    5,5 Mrd. t, insbesondere aus China (45% Anteil an der

    Weltfrderung), den USA (17,5%) und Indien (8,2%).

    Steinkohle ist gnstig zu transportieren und wird global

    gehandelt. Deutschland hat 2007 etwa zwei Drittel

    seines Bedarfs an Steinkohle von insgesamt 72 Mio. t

    importiert.

    Die globalen Braunkohleressourcen beliefen sich 2007

    auf fast 4.200 Mrd. t, davon etwa 33% in den USA,

    fast 31% in Russland, 15% in China und fast 1% in

    Deutschland. Die Braunkohlereserven von fast 280

    Mrd. t verteilen sich insbesondere auf Russland (33%

    der globalen Reserven), Deutschland (15%), Australien

    (13%), die USA (11%) und China (9%). Deutschland

    steht mit einem Anteil von 18,4% weltweit an erster

    Stelle bei der Braunkohlefrderung, die sich insgesamt

    auf 978 Mio. t beluft. Braunkohle wird kaum

    gehandelt, der Braunkohlebedarf Deutschlands in

    Hhe von 180 Mio. t jhrlich stammt vollstndig aus

    heimischem Aufkommen. Die Steinkohleproduktion

    luft in Deutschland aus, dafr besitzt Deutschland

    groe Braunkohlereserven.

    Die statische Reichweite, also der Quotient aus den

    derzeit bekannten Reserven und der gegenwrtigen

    Frderung, liefert einen groben Indikator fr die

    Knappheit eines Rohstoffs: Wann sind die Reserven

    Verbesserte Energiesicherheit durch einen breiten Energietrgermix

  • Energiepolitik_1 | 2009

    14

    bei konstanter Frderung aufgebraucht? Die statische

    Reichweite betrgt fr Steinkohle 130 Jahre, fr

    Braunkohle 286 Jahre. Diese Zahlen decken sich

    weitgehend mit den Schtzungen von Greenpeace

    (2006) und dem VGB (2007). Durch den verstrkten

    Import von Steinkohle steigen Versorgungsrisiken und

    Preisunsicherheiten tendenziell zwar an (Campact o. J.),

    allerdings sind die Importpreise fr Steinkohle bisher

    relativ konstant gewesen. Erst in letzter Zeit stiegen

    die Kohlepreise im Gefolge des lpreisanstiegs stark

    an. Durch weiter wachsende Nachfrage in China und

    Indien und begrenzte Transportkapazitten knnte sich

    diese Entwicklung fortsetzen (VGB 2007). Bis zum Jahr

    2030 gehen aber fast alle Energieszenarien von real

    unvernderten Kohlepreisen im Vergleich zu 2005 aus.

    Zudem wird in den meisten Szenarien fr Deutschland

    von einer geringeren Bedeutung der Steinkohle

    ausgegangen. Heimisch gefrderte Braunkohle

    spielt dagegen eine gleichbleibend wichtige Rolle

    in Deutschland, etwa in der energiewirtschaftlichen

    Referenzprognose des BMWi (EWI/Prognos 2005).

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    15

    Die Kosten verschiedener Stromerzeugungsoptionen

    sind von den technischen und konomischen Charak-

    teristika verfgbarer und zuknftiger Kraftwerkstech-

    nologien abhngig. Sie setzen sich aus Kapital,- Be-

    triebs- und Brennstoffkosten zusammen. Ein weiterer

    wichtiger Bestandteil sind Kosten fr CO2-Zertifikate

    im Rahmen des europischen Emissionshandels. Im Mit-

    telpunkt der Entwicklung zuknftiger Kohlekraftwerke

    stehen CO2-arme Kraftwerkstechniken, die im Betrieb

    entstehendes CO2 abscheiden und anschlieend spei-

    chern. Die Stromgestehungskosten als Indikator fr die

    Kosteneffizienz ergeben sich, indem die verschiedenen

    Kostenbestandteile ber die gesamte technische Nut-

    zungsdauer kumuliert, auf einen Gegenwartswert ab-

    diskontiert und auf die erzeugte Strommenge bezogen

    werden.

    Die Prognosen zur Entwicklung der Energietrgerprei-

    se sind zwar mit groen Unsicherheiten verbunden,

    Tabelle 2 zeigt jedoch, dass Kohle in den nchsten

    zwei Jahrzehnten in den ausgewerteten Studien deut-

    lich billiger ist als Gas und damit als Brennstoff auch

    weiterhin attraktiv bleibt. Die weiterhin hohen l- und

    Gaspreise machen Kohle gerade fr die Grundlastde-

    ckung attraktiv (EIA 2008; IEA 2007; MIT 2007; Euro-

    pische Kommission 2008). Im Gegensatz zu Erdgas

    und insbesondere Rohl wird fr Kohle ein konstant

    niedriger Liefer- (Braunkohle) und Einfuhrpreis (Stein-

    kohle) prognostiziert. Der Brennstoffpreis ist einer der

    Grnde dafr, dass trotz geringerer Investitionskos-

    ten von Erdgaskraftwerken (IER 2008) die Stromge-

    stehungskosten von Kohlekraftwerken niedriger sind

    (Wagner 2004).

    II. Kosten der KohleverstromungKohle bleibt kostengnstig

    Tabelle 2: Entwicklung der Energietrgerpreise (in MWh, 2008)

    Einfuhrpreise: Kohle 2010 2020 2030

    Europische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), Referenz 6,93 8,61 9,10

    EWI/Prognos (2005), Niedrigpreis 6,46 6,75 7,02

    European Commission (2008) 6,79 7,28 7,38

    Einfuhrpreise: Erdgas

    Europische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), Referenz 18,66 22,45 27,14

    EWI/Prognos (2005), Niedrigpreis 12,61 14,54 16,25

    European Commission (2008) 20,56 22,79 23,59

    IEA (2007) 19,90 22,10

    Preise frei Kraftwerk: Steinkohle

    Europische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), Referenz 7,64 9,32 9,82

    EWI/Prognos (2005), Niedrigpreis 7,08 7,49 7,66

    EWI/EEFA (2007) 7,63 8,02 8,54

    Preise frei Kraftwerk: Braunkohle

    Europische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), Referenz 4,23 4,46 4,69

    EWI/Prognos (2005), Niedrigpreis 4,12 4,12 4,12

    EWI/EEFA (2007), variable Kosten 1,36 1,36 1,36

    Preise frei Kraftwerk: Erdgas

    Europische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), Referenz 22,20 26,02 30,74

    EWI/Prognos (2005), Niedrigpreis 14,86 16,67 18,32

    EWI/EEFA (2007), Niedrigpreis, Spitzenlast 16,85 17,90 18,95

    Niedrigpreis Mittellast 14,74 15,80 16,85

    Referenz Spitzenlast 24,22 25,27 27,38

    Referenz Mittellast 22,11 23,17 25,27

    Quelle: eigene Berechnungen nach Europische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), EWI/EFFA (2007)

  • Energiepolitik_1 | 2009

    16

    Bei der Kohleverbrennung gibt es unterschiedliche Tech-

    nologiekonzepte: Dampfkraftwerke mit Staubfeuerung

    bzw. Wirbelschichtfeuerung und Kombikraftwerke mit

    Druckkohlenstaubfeuerung, Integrated Gas Combined

    Cycle oder Externally Fired Combined Cycle (indirekt

    kohlenbefeuerte Gasturbine); (siehe Infokasten). Den

    verschiedenen Technologien werden unterschiedliche

    Wirkungsgrade (siehe auch Tabellen 3 bis 5) und damit

    CO2-Emissionen zugeschrieben. Allerdings sind noch

    nicht alle Technologien kommerziell verfgbar.

    Das Problem des noch zu geringen Wirkungsgrads

    Infokasten: Technologiekonzepte bei der Kohleverstromung

    Die Staubfeuerung (pulverized coal, PC) ist die am meisten verwendete Technologie: Ungefhr 90% aller

    Kohlekraftwerke weltweit zermahlen Kohle zu Staub, um sie dann mit Luft in den Verbrennungsraum ein-

    zublasen. Die bei der Verbrennung frei werdende Wrme verwandelt eingespeistes Wasser in Wasserdampf,

    der schlielich eine Turbine antreibt. Dabei lassen sich unterkritischer (subcritical), berkritischer (supercritical)

    und ultrasuperkritischer (ultrasupercritical) Zustand unterscheiden, was jeweils eine Steigerung des Drucks

    und der Temperatur des Dampfes bedeutet und damit auch zu einer hheren Effizienz des Kraftwerks fhrt.

    Whrend unterkritische (subcritical PC) und berkritische Staubfeuerung (supercritical PC) schon vielfach

    verwendet werden, befindet sich die ultrasuperkritische Technologie noch in der Demonstrationsphase. Eon

    baut z. B. eine Pilotanlage in Wilhelmshaven, die einen Wirkungsgrad ber 50% erreichen soll.

    Wirbelschichtfeuerung lsst sich unterteilen in atmosphrische Wirbelschichtfeuerung (Atmospheric Flu-

    idized Bed Combustion, AFBC) und Druckwirbelschichtfeuerung (Pressurized Fluidized Bed Combustion,

    PFBC). Bei dieser Verbrennungsart wird feinkrnige Kohle in eine Wirbelschicht eingeblasen und verbrannt.

    Die Wirbelschicht ist eine Schttung von Feststoffpartikeln, welche von unten mit Luft durchstrmt wird.

    Das Wirbelschichtverfahren funktioniert schon bei relativ niedrigen Temperaturen, wodurch weniger Stick-

    oxide gebildet werden. SO2 kann schon whrend der Verbrennung in Kalk gespeichert werden. Zudem

    knnen verschiedenste Kohlearten auch solche mit schlechtem Wirkungsgrad verwendet oder Bio-

    masse zugefeuert werden. Whrend ca. 300 kommerziell arbeitende AFBC-Anlagen existieren, befindet

    sich PFBC noch in der Demonstrationsphase. Prognos/EURACOAL erwarten hier nur 47% Wirkungs-

    grad, whrend das European Energy Network des Forschungszentrums Jlich 53-55% Wirkungsgrad

    fr mglich hlt (EEN 2003).

    Druckkohlenstaubfeuerung unterscheidet sich von der oben beschriebenen Staubfeuerung dadurch, dass

    die Verbrennung bei hherem Druck stattfindet und ein Kombiprozess mit Gasturbine integriert ist. Damit

    Korrosion und Erosion in der Gasturbine vermieden werden, muss das Rauchgas vorher aufwendig gereinigt

    werden. Diese Technologie ist noch in einer sehr frhen Entwicklungsphase und wird wohl nicht vor 2020

    kommerziell verfgbar sein. Das European Energy Network erwartet auch hier mgliche Wirkungsgrade von

    53-55% (EEN 2003). Integrated Gas Combined Cycle (IGCC) ist der bekannteste Kombiprozess und kom-

    merziell verfgbar. Bei diesem Verfahren wird Kohle erst in Synthesegas eine Mischung aus Wasserstoff

    und Kohlenmonoxid umgewandelt, bevor es gereinigt und schlielich in einer Gasturbine verbrannt wird,

    um den Generator anzutreiben. Dieser Kraftwerkstyp ist insbesondere fr CCS interessant. Externally Fired

    Combined Cycle ist eine sehr junge Technologie, deren Bestandteile noch nicht alle entwickelt sind und

    deren Verfgbarkeit nicht vor 2020 erwartet wird. Dieser Kombiprozess beinhaltet eine Heiluftturbine und

    atmosphrische Feuerung. Mglicherweise erreicht diese Technologie 53% Wirkungsgrad (EEN 2003).

    Quelle: Prognos/EURACOAL (2007), MIT (2007)

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    17

    Tabelle 3 zeigt fr den heutigen Kraftwerksbestand

    Wirkungsgrade, Nutzungsgrade und CO2-Emissionen

    je nach Kraftwerkstyp (VGB 2004). Der Wirkungsgrad,

    also der Quotient aus (elektrischem) Energieoutput

    und der mit dem Energietrger eingesetzten Energie,

    betrgt fr deutsche Kohlekraftwerke im Durchschnitt

    39%. Dies ist weit hher als der weltweite Durchschnitt

    von 30%. Der Wirkungsgrad eines typischen chinesi-

    schen oder russischen Kohlekraftwerkes betrgt gera-

    de einmal 23% (EPPSA 2006). Dabei ist allerdings zu

    beachten, dass der tatschlich realisierte Wirkungsgrad

    (Jahresnutzungsgrad) vom Lasteinsatz des Kraftwerks

    abhngt. Whrend der genannte Nettowirkungsgrad

    unter Idealbedingungen berechnet wird, ist der ber

    ein Jahr gemittelte Jahresnutzungsgrad von verschie-

    Es wird mit einer erheblichen Steigerung der Wir-

    kungsgrade von Kohlekraftwerken gerechnet. Da-

    bei zeigen Studien zur weiteren Entwicklung der

    Wirkungsgrade mit Ausnahme der EWI/Prognos-

    Studie ein hheres Steigerungspotenzial fr Koh-

    lekraftwerke als fr Erdgaskraftwerke (siehe Ta-

    belle 4). Je nachdem, ob Jahresmittel oder Neu-

    bauten betrachtet werden, wird fr Steinkohle-

    kraftwerke bis 2030 eine Steigerung des Wirkungs-

    grads auf 52% bzw. 58% prognostiziert. Braunkoh-

    lekraftwerke haben einen leicht niedrigeren Wir-

    kunggrad.

    denen Einschrnkungen wie den Volllaststunden ab-

    hngig.

    Wird ein Kraftwerk nicht nur in Grundlast verwendet

    (ab 7500 Stunden pro Jahr), sondern muss fter an-

    und abgeschaltet werden, verringert sich die Effizienz

    um bis zu 4,4 Prozentpunkte und die CO2-Emissionen

    pro kWh steigen. Auerdem sind Wirkungsgrad und

    Emissionen von der Gre des Kraftwerks abhngig: Je

    weniger elektrische Leistung von dem jeweiligen Kraft-

    werk erbracht wird, desto niedriger ist die Effizienz. Als

    letzte Einflussgre ist die Brennstoffbasis zu beachten:

    Selbst kleinste Erdgaskraftwerke arbeiten mit hherer

    Effizienz und stoen nur halb so viel Kohlendioxid aus

    wie Kohlekraftwerke.

    Die Reihenfolge der Energietrger wird sich dadurch im

    Beobachtungszeitraum allerdings nicht ndern. Erdgas-

    kraftwerke haben bereits heute so hohe Wirkungsgrade

    wie Kohlekraftwerke hchstens 2030 erreichen knnen.

    Allerdings zeigt sich auch, dass insbesondere IGCC-

    Anlagen recht frh hohe Wirkungsgrade erreichen kn-

    nen (Prognos/EURACOAL 2007). Diese Kraftwerksart ist

    der bekannteste Kombiprozess, der bereits kommerziell

    verfgbar und insbesondere fr CCS interessant ist. Die

    Stromgestehungskosten von Kohlekraftwerken sind so-

    wohl heute als auch in Zukunft niedriger als bei anderen

    Stromerzeugungstechnologien (siehe Tabelle 6).

    Tabelle 3: Wirkungsgrade, Nutzungsgrade und CO2-Emissionen nach Kraftwerkstyp (heutiger Durchschnitt)

    Anlagentyp

    elektrische

    Bruttoleistung

    in MW

    Nettobest-

    Wirkungs-

    grad in %

    Jahresnutzungsgrad in %/CO2- Emissionen in g/kWh

    je nach Volllastbenutzungsstunden

    2500 4000 6000 7500

    Steinkohle,

    Staub-

    feuerung

    100 41 35.6/952 37.3/908 39.3/862 40/846

    300 43 37.6/901 39.3/862 41.3/862 42/806

    600 45,9 40.5/837 42.2/803 44.2/766 44.9/754

    Gas-l- 100 45 39.6/510 41.3/489 43.3/466 44/458

    Kraftwerk 300 47 41.6/485 43.3/466 45.3/446 46/438

    Erdgas-

    Gas und

    Dampf

    (GuD)-

    Kraftwerk

    350 57,5 52.1/387 53.8/375 55.8/362 56.5/357

    Quelle: VGB (2004)

  • Energiepolitik_1 | 2009

    18

    Fast 30 Kohlekraftwerke sind fr Deutschland geplant

    oder befinden sich im Bau. Gegen diese Bauvorhaben

    gibt es teilweise heftige Proteste von Umweltgruppen.

    Es wird argumentiert, dass durch neue Kohlekraftwerke

    mit einer Laufzeit von mindestens 40 Jahren eine Pfad-

    abhngigkeit im Energiesystem geschaffen werden

    knnte. Whrend der Braunkohleverband daraus die

    Notwendigkeit zu verstrkten Anstrengungen in Rich-

    tung CCS ableitet (Hubig o. J.), sehen Umweltgruppen

    darin ein deutliches Hindernis fr den Ausbau erneuer-

    barer Energien, die um Forschungsgelder und Infrastruk-

    tur konkurrieren (Campact o. J.; BUND 2006; WI 2007).

    Viele Umweltverbnde befrchten zudem, dass durch

    neue Kohlekraftwerke die notwendige Energiewende

    verbaut wird und die Chancen einer Umstrukturie-

    rung des Energiesystems sinken. Da aufgrund des ho-

    hen technischen und finanziellen Aufwandes Standorte

    mit Groanlagen bevorzugt wrden, werde die Ent-

    wicklung dezentraler KWK-Anlagen gebremst (BUND

    2006). Auch sind Kohlekraftwerke besser fr Grundlast

    geeignet und damit schlechter mit erneuerbaren Ener-

    gien zu kombinieren (wie brigens auch die Kernener-

    gie), welche hhere Flexibilitt verlangen (vgl. BUND

    2006; Campact o. J.). Besonders deutlich wird dieses

    Problem in Norddeutschland, wo eine auerordent-

    lich hohe Windenergienutzung, die in Zukunft noch

    durch Offshorewindanlagen ausgebaut werden soll,

    und gnstige Bedingungen fr Kohlekraftwerke, durch

    die Nhe zu Importkohle und effizientere Meerwasser-

    Tabelle 4: Prognostizierte Wirkungsgrade (in %)

    2005 2010 2020 2030

    EWI/Prognos (2005), zum Zeitpunkt mglich

    konventionelles Steinkohlekraftwerk 47 2025: 58

    konventionelles Erdgas-GuD-Kraftwerk 58 2025: 74

    EWI/ EEFA (2007), typisches Jahresmittel, Neuanlagen

    Steinkohlekraftwerk (800 MW) 45 45 51 52

    Braunkohlekraftwerk (1000 MW) 43 43 47 51

    Erdgas-GuD-Kraftwerk (2 x 400 MW) 58 58 61 63

    Europische Kommission (2008), Durchschnitt alter und neuer Kraftwerke

    feste Brennstoffe 31 34 37 41

    groes Gaskraftwerk 42 48 50 52

    kleines Gas-l-Kraftwerk 29 38 41 42

    Biomassekraftwerk 22 28 32 34

    Pognos/EURACOAL (2007), Neubauten

    Steinkohle-PC-Kraftwerk 46,5 47 50,5 52

    Braunkohle-PC-Kraftwerk 43,5 44 48,5 50,5

    IGCC-Steinkohlekraftwerk 45-48 52

    IGCC-Braunkohlekraftwerk 42 52

    AFBC-Kraftwerk 38-40 44

    PFBC-Kraftwerk 42 47

    Erdgas-GuD-Kraftwerk 58 60 62,5 65

    Quelle: VGB (2004)

    Die geplante Erneuerung des Kohlekraftwerksparks

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    19

    khlung, aufeinandertreffen. Auerdem wird die Lage

    noch dadurch erschwert, dass Verbrauchsschwerpunk-

    te in dieser Region weitgehend fehlen (Wagner 2004).

    Heute geplante und gebaute Kraftwerke sollen weit-

    aus hhere Wirkungsgrade erzielen als bestehende

    Anlagen. So mchte DONG Energy in Lubmin ein

    Steinkohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von

    47% bauen, das 2012 ans Netz gehen soll und Eon

    in Wilhelmshaven eine Pilotanlage mit ber 50% Wir-

    kungsgrad bis 2014. Dies bedeutet eine Steigerung

    von 9 bis 12 Prozentpunkten gegenber dem Durch-

    schnitt der heutigen deutschen Steinkohlekraftwerke.

    Braunkohleneuanlagen knnen schon heute einen

    Wirkungsgrad von 43% erreichen. Eines der Haupt-

    ziele, welches mit der Entwicklung hherer Wirkungs-

    grade verfolgt wird, ist sicherlich die Verminderung

    der Treibhausgasemissionen.

    So rechnen deutsche Kraftwerksbetreiber mit einer

    CO2-Reduktion von 20% bei Steinkohle und 30% bei

    Braunkohle durch den Bau effizienterer Neuanlagen.

    Der BUND kommt in einer Studie ber das geplan-

    te Kohlekraftwerk in Hamburg-Moorburg hingegen

    zu dem Ergebnis, das neu gebaute Erdgaskraftwer-

    ke mit KWK aufgrund geringerer Investitionskosten

    wirtschaftlicher seien als ein vergleichbares Steinkoh-

    lekraftwerk. Letzteres knnte durch vollstndige Ver-

    steigerung von Emissionszertifikaten sogar unrentabel

    werden (vgl. BUND 2007). Tabelle 5 gibt eine bersicht

    der in Deutschland geplanten und teils schon begon-

    nen Anlagen.

    Durch die Bevorzugung neuer Kohlekraftwerke zu Be-

    ginn des Emissionshandels der EU sind Kohlekraftwer-

    ke politisch gefrdert worden. Mit dem europischen

    Klima- und Energieabkommen wird fr die dritte Phase

    des Emissionshandels ab 2012 von der bisherigen frei-

    en Vergabe von Zertifikaten abgewichen. Das Emissi-

    onshandelssystem mit ambitionierten Zielen und einer

    vollstndigen Versteigerung der Emissionszertifikate

    in der Stromerzeugung fhrt dazu, dass tendenziell

    weniger Kohlekraftwerke weiter betrieben oder neu

    gebaut werden. Dadurch verhindert das Emissions-

    handelssystem durchaus bermige Investitionen in

    Kohlekraftwerke, die zu einer langfristigen Festlegung

    auf hohe CO2-Intensitten in der Stromerzeugung

    fhren wrden.

    Langfristig steigende CO2-Preise bei Vollauktionierung

    bedrohen nmlich die konomische Vorteilhaftigkeit

    von Kohlekraftwerken. Es kommt somit nicht mehr zu

    sogenannten Windfall Profits bei den Stromerzeugern

    wie in den ersten beiden Phasen des Emissionshan-

    dels. Vielmehr setzt die vollstndige Auktionierung im

    Stromsektor ein wichtiges Signal fr Deutschland und

    Europa, welches durch langfristige Absichtserklrungen

    bis 2050 noch verstrkt wird. Bei der Investitionsent-

    scheidung werden also in der Zukunft CO2-Preise und

    damit Klimaexternalitten von den Stromerzeugern be-

    rcksichtigt werden.

    Neubauten von Kohlekraftwerken in Europa sind daher

    aus umweltkonomischer Sicht weniger problematisch.

    Sie bilden zwar einen hohen Sockel von CO2-Emissio-

    nen fr die Zukunft. Dies fhrt aber durch die Logik

    des Emissionshandels zu verstrkten Reduktionsan-

    strengungen in anderen Bereichen und damit zu einem

    Anstieg der CO2-Preise. Dadurch reduziert sich auch

    die Vorteilhaftigkeit der Stromerzeugung durch Kohle.

    Werden zuknftige CO2-Zertifikatspreise miteingerech-

    net, kann sich die Reihenfolge von Kohle und Erdgas

    so ndern. Nach Berechnungen des IER geschieht dies

    unter Zugrundelegung der Preisprognosen Prognos

    Niedrigpreis ab einem Zertifikatspreis von 22/t CO2 (IER 2008). Abschtzungen fr die dritte Phase des EHS

    der EU zwischen 2012 und 2020 lassen auf CO2-Preise

    schlieen, die sich in dieser Grenordnung bewegen

    (Lschel und Moslener 2008).

    Erst mit der Einfhrung der CCS-Technologie werden

    Kohlekraftwerke unabhngiger von der CO2-Preis-

    entwicklung. Diese Technologie knnte fr Braunkoh-

    lekraftwerke (Steinkohlekraftwerke) schon ab einem

    CO2-Preis von 19 (24) lohnend sein, fr Erdgaskraft-

    Emissionshandel entscheidend fr Kohlekraftwerksneubau

  • Energiepolitik_1 | 2009

    20

    Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland

    Wer baut

    Ort

    Bre

    nn

    sto

    ffSt

    ein

    koh

    le

    ans

    Net

    zb

    is

    Lstg

    . in

    MW

    CO

    2/a,

    M

    io. t

    Wir

    kun

    gs-

    gra

    d

    I-K

    ost

    en

    (Mrd

    . )

    I-K

    ost

    enp

    ro k

    W

    KW

    K C

    aptu

    reR

    ead

    y

    BKW/Advanced Power

    Drpen ja 2014 900 5,1 46 1 1111,11 ja ja

    DONG Energy Lubmin mit Heizl

    2012 2x800 9 47 1,8 1125,00

    DONG Energy Emden ja 2012 800 4,5 2 2500,00

    Dow Chemical & EnBW

    Stade mit Gas 2014 1000 ? 1,2 1200,00 ja

    Electrabel Brunsbttel, Stade & WHV

    ja 2010 800 4,5 46 1 1250,00

    EnBW Karlsruhe ja 2011 800 4,5 46 >1 >1250 ja ja

    Eon Stade ja offen 800 4,5 ca. 46

    Eon Wilhelmshaven ja 2014 500 2,8 50+ 1 2000,00

    Eon Datteln(NRW) ja 2011 1100 6,2 45 1,2 1090,91 ja ja

    Eon/SW Hannover

    Staudinger ja 2013 1100 6,2 45 1,2 1090,91 ja ja

    Evonik Herne ja 2011 750 45 0,8 1066,67 ja

    Evonik/EVN Duisburg-Walsum

    ja 2011 750 4,2 45 0,8 1066,67

    GETEC Brunsbttel ja 2013 800 4,5 46 >1 >1250 ja

    GKM Mannheim ja 2013 911 5 46,4 1,2 1317,23 ja ja

    KMW Mainz ja 2012 800 4,2 46 >1 >1250 ja

    MIBRAG Braun-kohle

    2012 660 4,4 0,66 1000,00

    MVV, Eon & SW Kiel

    Kiel ja 2015 800-1100

    4,5-6,2

    RWE Neurath (NRW) Braun-kohle

    2010 2200 16 >43 2,2 1000,00

    RWE Bergheim-Nie-derauem

    Braun-kohle

    2014 450 1 2222,22 mit CCS

    RWE Hamm/West-falen

    ja 2011 2x800 8,6 46 2 1250,00 ja

    Stadtwerke Dsseldorf

    Dsseldorf ja 2012 400 2,2 45 ja ja

    Sdweststrom/Iberdrola

    Brunsbttel ja 2012 1600 9 2,5-3 1562,5-1875

    Trianel Krefeld-Uerdingen

    ja 2012 750 4,2 46 1 1333,33 ja ja

    Vattenfall HH-Moorburg ja 2012 1640 9,2 46,5 2 1219,51 ja

    Vattenfall B-Klingenberg ja 2012 800 4,5

    Vattenfall Boxberg Braun-kohle

    2011 675 4,8 >43 0,65 962,96 ja

    RWE ? 2014 450 40 1 2222,22 mit CCS

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    21

    werke erst ab einem CO2-Preis von 40 (IER 2008). Ob Kohlekraftwerke auch bei rascher kommerzieller Ein-

    fhrung von CCS einen Kostenvorsprung gegenber

    erneuerbaren Technologien haben, ist umstritten (WI

    2007). Der NABU rechnet damit, dass 2020 erneuer-

    bare Technologien gnstiger als CCS-Kohlekraftwerke

    sein werden (vgl. NABU 2008). Auch der WBGU unter-

    sttzt eine globale Emissionsstrategie die nur auf er-

    neuerbaren Energien und Energieeffizienz beruht, u. a.

    mit der Begrndung, dass CCS sehr viel teurer sein wird

    (vgl. WBGU 2003). In jedem Fall kritisch ist die Nutzung

    der Kohle in den Entwicklungs- und Schwellenlndern

    zu sehen, welche wohl auch langfristig keine CO2-Re-

    duktionsverpflichtungen bernehmen werden.

    Die Erneuerung des deutschen Kraftwerksparks bis

    2020 hat Auswirkungen auf Stromgestehungskosten

    und CO2-Emissionen. Das konomische und kologi-

    sche Potenzial alternativer Entwicklungen des Kraft-

    werksparks unter der Annahme des Kernenergieaus-

    In Variante 1 mit Ersatz konventioneller Kraftwerke bei

    Erreichen der Anlagenlebensdauer steigen die Strom-

    gestehungskosten auf 3,64 ct/kWh gegenber dem

    Referenzfall des Jahres 2000 mit 3,08 ct/kWh. Trotz

    gestiegener Nettostromerzeugung fhrt der technische

    Fortschritt zu Brennstoffeinsparungen von etwa 12%

    im Jahr 2020. Die CO2-Emissionen nehmen um 12%

    zu. In Variante 2 mit Ersatz bei Erreichen der Abschrei-

    bungsdauer betragen die Brennstoffeinsparungen im

    Jahr 2020 sogar 14%. Die Stromgestehungskosten bei

    frherem Ersatz in Variante 2 sind zwar mit 4,32 ct/

    kWh hher als in Variante 1, dafr nehmen die CO2-

    Emissionen nur um 3,8% zu.

    Die gnstigste Lsung zum Ersatz von Kernkraftwerks-

    leistungen ist die Braunkohle, gefolgt von Steinkohle

    und Erdgas. Offshorewind ist die einzige regenera-

    tive Option mit interessantem Ausbaupotenzial. Im

    Fall eines Kraftwerksersatzes und Beibehaltung des

    eingesetzten Energietrgers fhrt der technische Fort-

    stiegs wird anhand von zwei Varianten in Wagner

    (2004) analysiert: In Variante 1 werden konventionelle

    Kraftwerke bei Erreichen der Anlagenlebensdauer (40

    Jahre fr konventionelle Kraftwerke) durch moder-

    ne Kraftwerke mit gleichem Energietrger ersetzt; in

    Variante 2 werden konventionelle Kraftwerke bereits

    bei Erreichen der Abschreibungsdauer (20 Jahre fr

    konventionelle Kraftwerke) durch gleiche Energietr-

    ger ersetzt. Abgeschaltete Kernkraftwerke werden

    jeweils soweit mglich durch erneuerbare Energien

    ersetzt, fehlende Erzeugung durch den Neubau von

    konventionellen Kraftwerken gedeckt. Als Basis dient

    der Kraftwerkspark aus dem Jahre 2000. In beiden

    Varianten wird der Rckgang der Kernenergie durch

    Windkraftanlagen, Steinkohle- und Erdgaskraftwerke

    kompensiert. Die brigen regenerativen bzw. innova-

    tiven Kraftwerke bernehmen nur einen relativ klei-

    nen Teil der Stromerzeugung. Es kommt also weitge-

    hend zum Rckgriff auf konventionelle Technologien

    (Kohle, Erdgas).

    schritt bei Braun-, Steinkohle- und Erdgaskraftwerken

    immer zu Energie- und Emissionsreduzierungen. In

    Variante 1 (Ersatz bei Erreichen der Anlagenlebens-

    dauer) sind diese Einsparungseffekte bei Braun-,

    Steinkohle- und Erdgaskraftwerken durch existieren-

    de Techniken bei geringeren Kosten gegenber dem

    Referenzfall mglich. Insbesondere bei der Braunkohle

    ergeben sich im Vergleich mit 2000 Ist Mehrkosten

    von 0,182 /kgCO2. In Variante 2 (Ersatz bei Errei-chen der Abschreibungsdauer) sind die Vermeidungs-

    kosten immer positiv (Tabelle 6). Variante 1 und insbe-

    sondere Braunkohle-, Steinkohle- und Gaskraftwerke

    erscheinen somit vorteilhaft bei der Umstrukturierung

    des Kraftwerksparks oder dem Ersatz alter Stromer-

    zeugungsanlagen.

    Auswirkungen der Erneuerung des Kohlekraftwerksparks

  • Energiepolitik_1 | 2009

    22

    Tabelle 6: Auswirkungen bei einer Vernderung des Kraftwerksparks

    Stand der

    Technik:

    Kraftwerkstyp Braunkohle Steinkohle Erdgas

    2000 Ist Erzeugung GWh/a 134,36 115,323 36,249

    spez. Gestehungskosten /kWhel 0,024 0,034 0,049 spez. CO2-Emissionen kg CO2/kWhel 1,057 0,973 0,53

    2020 Var. 1 Erzeugung GWh/a 130,085 162,315 45,649

    spez. Gestehungskosten /kWhel 0,021 0,031 0,045 spez. CO2-Emissionen kg CO2/kWhel 1,042 0,868 0,491

    Vergleich Mehrkosten /kWhel -0,003 -0,002 -0,004mit CO2-Einsparung kgCO2/kWhel 0,016 0,105 0,04

    2000 Ist Vermeidungskosten CO2 /kg CO2 -0,182 -0,022 -0,1112020 Var. 2 Erzeugung GWh/a 153,067 131,546 53,437

    spez. Gestehungskosten /kWhel 0,034 0,04 0,049 spez. CO2-Emissionen kg CO2/kWhel 0,928 0,849 0,405

    Vergleich Mehrkosten /kWhel 0,01 0,007 0mit CO2-Einsparung kg CO2/kWhel 0,129 0,123 0,125

    2000 Ist Vermeidungskosten CO2 /kg CO2 0,075 0,056 0,004

    Quelle: Wagner (2004)

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    23

    Kohlefrderung, -transport und -verstromung sind in

    hohem Mae umwelt- und klimaschdlich. Bei Be-

    trachtung der Umweltvertrglichkeit von Kohle werden

    insbesondere die Wirkungen der damit verbundenen

    CO2-Emissionen und die Gesundheitsschden durch

    Luftschadstoffe bercksichtigt. Die Umweltschden

    der Kohlenutzung, welche dem Verursacher nicht an-

    gelastet werden, sollen aus umweltkonomischer Sicht

    durch geeignete Instrumente internalisiert werden. In

    der ffentlichen Diskussion zu den externen Kosten

    werden insbesondere die CO2-Emissionen der Kohle-

    verstromung betrachtet. Zu den gesamten externen

    Kosten gibt es allerdings nur wenige Studien (so auch

    IPCC 2005).

    DLR und ISI haben die externen Kosten der Stromer-

    zeugung unter Verwendung der ExternE-Methode (Eu-

    ropische Kommission 1999) abgeschtzt (Krewitt und

    Schlomann 2006). Die quantifizierbaren externen Kos-

    ten fr ein Braunkohledampfkraftwerk (mit Wirkungs-

    grad von 40%) werden auf mehr als 7,9 ct/kWh bezif-

    fert, fr ein Steinkohledampfkraftwerk auf 6,3 ct/kWh.

    Den grten Anteil an den externen Kosten haben

    hierbei Schden durch den Klimawandel, die mit 70/t CO2 angenommen werden. Werden lediglich Schden

    von 15/t CO2 angenommen, belaufen sich die exter-nen Kosten bei Kohlekraftwerken auf 1,5 bis 2 ct/kWh

    und bei Gaskraftwerken auf 0,75 ct/kWh. Alle anderen

    Schadenskategorien fhren nur zu externen Kosten von

    maximal 0,5 ct/kWh. Bercksichtigt werden dabei Ge-

    sundheitsschden durch Luftschadstoffe, Ernteverluste

    und Materialschden. Nicht quantifizieren lassen sich

    Schden durch Extremereignisse, Auswirkungen auf

    die Versorgungssicherheit oder geopolitische Effekte.

    Allerdings sind letztere fr Kohle nicht erheblich. Auch

    externe Kosten durch Versauerung und Eutrophierung

    werden nicht quantifiziert (Krewitt und Schlomann

    2006). Bei voller Anlastung der externen Effekte bleibt

    die Reihenfolge in den Stromgestehungskosten erhal-

    ten, allerdings sind Kohle und Gas nun etwa gleichauf

    (IER 2005).

    Betrachtet man auer Klimaschden auch Som-

    mersmog, Eutrophierung (durch NOx und NH3) und

    Versauerung, so schneiden bei allen drei Kategorien

    Kohlekraftwerke mit CCS schlechter ab als erneuerba-

    re Energien. Erdgas ist nur bezogen auf Eutrophierung

    schlechter (WI 2007). Greenpeace weist zudem auf wei-

    tere versteckte soziale Kosten und Umweltkosten hin

    (vgl. Greenpeace o. J.). Diese beziehen sich besonders

    auf die Probleme, die durch den Abbau von Braunkohle

    entstehen. Wegen des immensen Landbedarfs mussten

    in den letzten 50 Jahren 30.000 Menschen umgesie-

    delt werden. Auerdem wird durch die fr den Abbau

    notwendigen Entwsserungen der Grundwasserspiegel

    gesenkt, sodass Trinkwasserreserven zerstrt werden

    und die Wasserqualitt durch Salz, Eisen und Schwer-

    metalle verschlechtert wird. Nach Beendigung des

    Abbaus entstehen durch Rekultivierung Bergbaufolge-

    landschaften aus Seen und minderwertigem Forst- und

    Ackerland (Greenpeace 2006; Aktionsbndnis Zukunft

    statt Braunkohle 2007).

    Diese externen Kosten knnen bisher nicht zufrieden-

    stellend monetarisiert werden. Allerdings wird vonseiten

    der Kraftwerksbetreiber darauf verwiesen, dass jedes

    Kraftwerk vor Inbetriebnahme einer Umweltvertrg-

    lichkeitsuntersuchung unterzogen wird. Diese schliet

    Auswirkungen auf Menschen, Tiere, Pflanzen und bio-

    logische Vielfalt als auch auf Boden, Wasser, Luft, Kli-

    ma und Landschaft, aber ebenso auf Kulturgter und

    sonstige Sachgter sowie Wechselwirkungen zwischen

    den genannten Schutzgtern ein (EnBW 2007). Vor-

    handene Umweltrichtlinien werden eingehalten und

    teilweise unterboten (vgl. Eon 2008; Linksammlung fr

    Tabelle 5).

    III. UmweltvertrglichkeitKohle ist umweltschdlich

  • Energiepolitik_1 | 2009

    24

    Das rasche Wachstum der Emissionen in den letzten

    Jahren ist vor allem auf die Renaissance der Kohle und

    den Anstieg der CO2-Emissionen aus Kohlekraftwer-

    ken zurckzufhren. Tatschlich war Kohle 2005 so-

    wohl weltweit als auch in Deutschland fr 40% der

    Der prognostizierte Anteil der Kohle an den CO2-Emis-

    sionen wird ungefhr proportional zum Anteil der Kohle

    an der Verstromung nach den Szenarien der IEA (siehe

    auch Tabelle 1) weltweit wohl noch steigen, in Europa

    allerdings sinken (Tabelle 8) (IEA 2007). Im Referenzsze-

    nario steigen die globalen Emissionen zwischen 2005

    und 2030 um 57% an. Der Groteil dieses Anstiegs

    ist auf das Wachstum des Energieverbrauchs in China

    zurckzufhren, das die Vereinigten Staaten krzlich

    als grten Emittenten von Treibhausgasen abgelst

    hat. Die CO2-Szenarien fr Europa hngen allerdings

    stark von den zu erwartenden Politikmanahmen, Prei-

    sen und technischen Gegebenheiten ab. So werden

    bei einem Preis von 30/t CO2 nur wenig ansteigen-de Gesamtemissionen in Europa erwartet. Sinkende

    Gesamtemissionen werden nur in einem Szenario mit

    einem hohen CO2-Preis von 45/t CO2, ab 2020 ver-pflichtendem CCS und Weiterfhrung der Kernenergie

    Kohlendioxidemissionen verantwortlich (vgl. EIA 2008).

    In Europa lag der Beitrag der Kohle etwas niedriger bei

    30% (OECD 2007). Allein die deutsche Kohleverstro-

    mung ist fr mehr als 8% der gesamten europischen

    Emissionen verantwortlich (Tabelle 7).

    erwartet. In allen anderen Szenarien steigen sowohl

    Kohleanteil als auch CO2-Emissionen mittelfristig an

    (Prognos/EURACOAL 2007).

    Kohle ist fr den Anstieg der CO2-Emissionen verantwortlich

    Tabelle 7: Emissionsanteile der Kohleverstromung in Europa 2005 (in %)

    kohlebedingte Emissionen an den

    Emissionen des Mitgliedsstaates

    Emissionen des Mitgliedsstaates

    an den EU-Emissionen

    Polen 70,22 7,61

    Deutschland 40,28 20,94

    Spanien 23,43 8,80

    Grobritannien 26,21 13,64

    Italien 13,96 11,68

    Frankreich 13,36 10

    EU12 57,75 15,90

    EU15 25,50 84,10

    EU27 30,63 100

    Quelle: OECD (2007)

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    25

    Tabelle 8: Prognostizierte Anteile der Kohle an den CO2-Emissionen

    Historisch Referenzszenario Alternativszenario

    1990 2005 2015 2030 2015 2030

    EU27 43 31 28 26 23 17

    China 85 82 82 78 81 76

    Indien 69 67 68 69 67 64

    Japan 28 35 37 35 36 32

    USA 37 37 38 39 37 35

    Welt 40 41 44 45 43 40

    Quelle: IEA (2007)

    ber den Zertifikatepreis im Emissionsrechtehandel

    sollen die externen Kosten der CO2-Emissionen durch

    Kohleverstromung, also die Kosten von Umweltsch-

    den, die nicht im individuellen Entscheidungskalkl

    Bercksichtigung finden, eingepreist werden. Kli-

    mavernderung und deren Folgewirkungen durch

    Treibhausgasemissionen erhalten so einen Preis.

    Externe Kosten sind ein Richtwert zur Bewertung

    klimapolitischer Manahmen. Bewegen sich die Zer-

    tifikatepreise pro Tonne CO2 auf hnlichem Niveau

    wie die sozialen Kosten der Emission einer Tonne

    CO2, so werden die Externalitten konomisch korrekt

    im Entscheidungskalkl der Akteure bercksichtigt.

    In einer umfassenden Metaanalyse von 211 Schtzun-

    gen zu den sozialen Kosten des Klimawandels kommt

    Tol (2008) zu durchschnittlichen sozialen Kosten von

    5 /t CO2. Die Wahrscheinlichkeit dafr, dass die so- zialen Kosten der CO2-Emission ber 15 /t CO2 liegen betrgt weniger als 1%. Insbesondere sind die Scht-

    zungen des Stern Review (Stern 2006) vergleichswei-

    se hoch, selbst im Verhltnis zu anderen Studien mit

    niedrigen Diskontraten und Bercksichtigung der Un-

    terschiede im Wohlstand zwischen Regionen durch so-

    genanntes Equity Weighting.

    Im Vergleich zu diesen Werten fr die sozialen Kos-

    ten des Klimawandels kommt die Folgenabschtzung

    der Europischen Kommission, die weitgehend auf Si-

    mulationsrechnungen des ZEW mit dem rechenbaren

    allgemeinen Gleichgewichtsmodell PACE basiert, zu

    dem Ergebnis, dass die strikten Ziele des europischen

    Klima- und Energieabkommens zu Zertifikatepreisen

    in der dritten Phase des Emissionshandels von bis zu

    40 /t CO2 fhren (Lschel und Moslener 2008). Die CO2-Preise lgen dann ber den sozialen Kosten des

    Klimawandels. Kommt es unter Bercksichtigung der

    sozialen Kosten zur Weiterfhrung oder zum Neubau

    von Kohlekraftwerken, so ist dagegen konomisch we-

    nig einzuwenden.

    Im brigen fhrt der Verzicht auf den Neubau von

    Kohlekraftwerken zu keinerlei CO2-Einsparung. Durch

    den EU-weiten Zertifikatehandel wird eine CO2-

    Obergrenze fr die betroffenen Sektoren in Europa

    festgelegt und bleiben die Emissionen im Emissions-

    handelssystem in allen Energieszenarien unverndert.

    Mehr erneuerbare Energien im Stromsektor fhren

    dazu, dass die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten in

    der Stromerzeugung sinkt, dadurch sinken die Zerti-

    fikatepreise und die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten

    in anderen Bereichen des Emissionshandelssystems

    steigt. Die gesamten Emissionen bleiben also unab-

    hngig von politischen Eingriffen auf technologischer

    Ebene etwa einer Verhinderung des Neubaus von

    Kohlekraftwerken gleich.

    Externe Kosten und EU-Emissionshandel

  • Energiepolitik_1 | 2009

    26

    mit gewhnlichen Staubfeuerungskraftwerken kombi-

    niert werden und ist als einziges Verfahren heute be-

    reits anwendbar. Allerdings bedeutet die Integration

    eines Abspaltungsprozesses Wirkungsgradverluste von

    21 bis 27% und somit auch hohe CO2-Vermeidungs-

    kosten (WI 2007). Pre-Combustion in Verbindung mit

    IGCC-Technologien bietet die gnstigste Mglichkeit,

    Kohlendioxid abzuspalten.

    Diese Abspaltung wird in der chemischen Industrie

    zwar schon verwendet, es existieren aber noch kei-

    ne grotechnischen Anlagen (Prognos/EURACOAL

    2007; WI 2007). Oxyfuel kann prinzipiell mit allen

    Kraftwerkstypen kombiniert werden. Da bei der Ver-

    brennung mit reinem Sauerstoff keine Stickoxide

    entstehen, entfllt die aufwendige Entstickungsanla-

    ge. Allerdings ist die Sauerstoffherstellung sehr ener-

    gieintensiv und das Verfahren ist noch nicht fr eine

    grotechnische Realisierung bereit (WI 2007). Das MIT

    rechnet damit, dass Abspaltung mittels Oxyfuel billi-

    ger als Post-Combustion sein wird, aber nicht gns-

    tiger als Pre-Combustion in einer IGCC-Anlage mit

    einem Wirkungsgradverlust von 19% (MIT 2007). Die

    grten CO2-Reduktionen erreicht man durch die Ver-

    wendung hherer Temperaturen und hheren Drucks

    (Ultrasupercritical-Kraftwerk) und dortige CO2-Ab-

    spaltung (736g CO2 weniger pro kWh im Vergleich zu

    einem Supercritical-Kraftwerk ohne Abspaltung) oder

    durch ein IGCC mit Abspaltung (728 g/kWh Redukti-

    on zu oben genannter Basis).

    Tatschlich sollen 11 der 29 geplanten deutschen Koh-

    lekraftwerke capture ready gebaut werden, also Platz

    und technische Mglichkeiten fr sptere CO2-Ab-

    scheidungsanlagen lassen. Insbesondere Post-Combus-

    tion, aber auch der Oxyfuel-Prozess knnen in ein be-

    stehendes System integriert werden. Vorinvestitionen

    fr eventuelle sptere CO2-Abscheidung scheinen je-

    doch nicht sinnvoll. Einzig das Einplanen eines spteren

    Platzbedarfs fr solche Erweiterungen und die Nhe

    zu einer mglichen Speicherungssttte sollten bedacht

    werden. Nachrstungen gehen mit extrem hohen Wir-

    kungsgradverlusten einher. Nur IGCC-Anlagen schei-

    nen sich fr nachtrgliche Abspaltungserweiterungen

    wirklich zu empfehlen, allerdings auch nur unter der

    Prmisse, dass schon eine fr CCS passende Vergaser-

    technologie vorliegt (MIT 2007).

    Kohleverbrennung kann durch sogenannte Clean-Coal-

    Technologien, welche entweder durch Wirkungsgrader-

    hhungen den Brennstoffbedarf und Emisssionsausto

    von Kohlekraftwerken verringern oder Kohlendioxid

    zur spteren Speicherung abspalten, klimafreundlicher

    werden. So sparen die meisten neu gebauten Anlagen

    20% CO2 im Vergleich zu Altanlagen. Wirkungsgrade

    von Gaskraftwerken bleiben aber unerreichbar (EWI/

    Prognos 2007; Prognos/EURACOAL 2007). Die Aus-

    wirkungen von Effizienzverbesserungen auf die CO2-

    Emissionen sind jedoch unklar: Einerseits wird fr den

    gleichen Energieoutput weniger Kohle bentigt, ande-

    rerseits erhhen technologische Verbesserungen die

    Attraktivitt der Kohleverstromung (Rebound-Effekt).

    Insgesamt knnte global die Nachfrage steigernde Wir-

    kung berwiegen (IEA 2007; MIT 2007; Europische

    Kommission 2008).

    Wirkungsgradverbesserungen allein werden nicht aus-

    reichen, um eine Stabilisierung der CO2-Emissionen

    zu erreichen. Dieses Ziel scheint nur mit zustzlicher

    Anwendung von Technologien zur Abspaltung und

    Speicherung von CO2, dem sogenannten CCS, mg-

    lich, welche CO2 zur spteren Speicherung in Gestein,

    Salinen oder unter dem Ozean bei der Verbrennung

    fossiler Energietrger abscheiden. Ob und wann Koh-

    lekraftwerke mit CCS in Zukunft wirtschaftlich sind,

    hngt von der Entwicklung der CO2-Preise ab. Das MIT

    erwartet die Marktreife von CCS-Technologien, also die

    wirtschaftlich sinnvolle Abspaltung und Speicherung

    von CO2, ab CO2-Preisen von 25 USD/t CO2. In diesem

    Falle knnte der Kohlekonsum steigen und trotzdem

    eine Stabilisierung der CO2-Emissionen mglich sein

    (MIT 2007).

    Die Attraktivitt von Kohle durch die CO2-Abspaltung

    in Kraftwerken geht allerdings mit hheren Stromer-

    zeugungskosten und Wirkungsgradeinbuen einher.

    Das MIT hat Vermeidungskosten und Effizienzverlust

    verschiedener Kraftwerkstechnologien mit und ohne

    CCS untersucht (Tabelle 9).

    Allgemein unterscheidet man drei Arten, Kohlendioxid

    abzuspalten: Pre-Combustion (vor der Verbrennung),

    Post-Combustion (Abspaltung nach der Verbrennung

    aus dem Rauchgas) und Oxyfuel (Verbrennung mit rei-

    nem Sauerstoff anstatt Luft). Post-Combustion kann

    Technologien zur Abspaltung und Speicherung von CO2

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    27

    Retrofits/nachtrgliche Umrstungen

    Technologie subcritical PC supercritical PC IGCC 3)

    mit MEA oxyfuel mit MEA oxyfuel GE full quench Vergaser

    COE (1), ct/kWh 7,71 6,76 6,59 5,61 ca. wie geplantes

    IGCC

    CO2-VK(2) vs. gleiche Technologie ohne CCS $/t

    71,4 58 62,6 48

    CO2-VK(2) vs. supercritical PC ohne CCS, $/t

    CO2-Redukt. gg supercrit. PC ohne CCS (g/kWh)

    -670 -680 -700 -710

    CO2-Reduktion gg. gleicher Tech. ohne CCS

    Effizienzverlust (%) gg. gleicher Tech. ohne CCS

    40 34 35 30 -5,8 % Pte

    Effizienznderung (%) gg. supercrit. PC ohne CCS

    -47 -42 -35 -30 -23

    Quelle: MIT (2007); Basis: 500 MWe Nettooutput. 85% Kapazittsfaktor, 90% Kohlendioxidabspaltung bei CCS

    (1) COE (cost of electricity) beinhalten laufende Ausgaben, Schuldentilgung, Zinszahlung und return on investment ber

    Anlagenlebensdauer. Bei Retrofits wird angenommen, dass das Kapital der ursprnglichen Anlage schon abbezahlt wurde.

    (2) VK (Vermeidungskosten), enthalten nicht Transport- und Speicherkosten.

    (3) Bei IGCC-Retrofit wird von passender Vergasertechnologie ausgegangen.

    Tabelle 9: Vermeidungskosten und CO2- Einsparungen verschiedener CCS-Technologien

    Technologie subcritical PC supercritical PC ultrasuper-critical PC

    subcritical CFB super-critical oxyfuel

    IGCC

    ohne CCS

    mit CCS

    ohne CCS

    mit CCS

    ohne CCS

    mit CCS

    ohne CCS

    mit CCS

    mit CCS ohne CCS

    mit CCS

    COE (1), ct/kWh 4,84 8,16 4,78 7,69 4,69 7,34 4,68 7,79 6,98 5,13 6,52

    CO2-VK(2) vs. gleiche Techno-logie ohne CCS, $/t

    41,3 40,4 41,1 39,7 19,3

    CO2-VK(2)vs. su-percritical PC ohne CCS, $/t

    48,2 40,4 34,8 42,8 30,3 24

    CO2-Redukt. gg. supercrit. PC ohne CCS (g/kWh)

    101 -703 0 -721 -92 -736 200 -689 -726 2 -728

    CO2-Reduktion gg. gleicher Tech. ohne CCS

    -804 -721 -644 -889 -730

    Effizienzverlust (%) gg. gleicher Tech. ohne CCS

    27 24 21 27 19

    Effizienznderung (%) gg. supercrit. PC ohne CCS

    -11 -35 0 24 12,46 -11,4 -10 -34 -21 0 -19

  • Energiepolitik_1 | 2009

    28

    Schtzungen des IPCC gehen von einer Steigerung der

    Stromgestehungskosten von 0,02 bis 0,05 USD/kWh

    fr Kohlekraftwerke mit Staubfeuerung und von 0,01

    bis 0,03 USD/kWh fr IGCC-Anlagen aus. Die Kosten-

    steigerung fr ein erdgasbetriebenes Kraftwerk mit

    CCS ist vergleichbar mit denen eines IGCC-Kraftwerks

    (IPCC 2005). Das IER kommt dagegen bei einem hohen

    Zertifikatpreis von 38/t CO2 bezglich der Reihenfol-ge der Energietrger zum Ergebnis, dass Erdgas-CCS-

    Kraftwerke teurer sind als Kohle-CCS-Anlagen (IER

    2008). Aktuelle Schtzungen zu den zuknftigen Zer-

    tifikatepreisen im EU-Emissionshandelssystem deuten

    darauf hin, dass CCS im Jahr 2020 wirtschaftlich sein

    knnte. Auch Kohlekraftwerke mit CCS sind nicht voll-

    stndig CO2-frei: Meist wird mit einer Abspaltungsra-

    te von 90% gerechnet bezieht man die vorgelagerte

    Prozesskette mit ein, reduziert sich der Minderungsbei-

    trag auf 72 bis 78% (WI 2007). Schon heute existieren

    Erdgaskraftwerke, die genauso umweltfreundlich sind

    wie diese CCS-Kohlekraftwerke im Jahr 2020. Trotz-

    dem ist vor dem Hintergrund langwieriger Infrastruk-

    turmanahmen im Energiesystem CCS in jedem Fall als

    Brckentechnologie wichtig (WI 2007).

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

    29

    Eine europaweite Befragung im Rahmen des EU-For-

    schungsprojekts Accsept unter 500 europischen Sta-

    keholdern (34% Akademiker/Forscher, 28% aus der

    Energiewirtschaft, sowie Regierungen, Parlamentarier

    und NGOs) zeigt eine allgemein sehr positive Einstel-

    lung zu CCS.

    Drei Viertel der Beteiligten fanden diese Technologie not-

    wendig fr das Erreichen der Emissionsziele und erwar-

    teten die Implementierung in den nchsten Dekaden.

    Als negativ wurden die im Moment noch sehr hohen

    Kosten, der zustzliche Energiebedarf und die Investiti-

    onskonkurrenz zu erneuerbaren Energien genannt. Ge-

    sundheits- und Sicherheitsrisiken wurden dagegen nur

    von einem kleinen Teil der Befragten als problematisch

    bewertet (Accsept 2007). In Deutschland untersttzt das

    BMWi verschiedene Forschungsvorhaben zu CCS wie

    z. B. COORETEC. Im europischen Klima- und Energie-

    abkommen sind 300 Millionen Zertifikate aus der New

    Entrants Reserve zur Finanzierung von bis zu zwlf CCS-

    Demonstrationsprojekten oder Projekten zur Frderung

    erneuerbarer Energien vorgesehen. Zahlreiche Anlagen-

    bauer und Zulieferer versprechen sich von CCS auch eine

    Aufrechterhaltung der exportgeeigneten Kraftwerks-

    technologie in Deutschland. Befrwortet wird CCS z. B.

    von DEBRIV (Deutscher Braunkohlen-Industrie-Verein),

    GVSt (Gesamtverband der Steinkohle), VDI und EPPSA

    (European Power Plant Suppliers Association).

    Auch der WWF ist aufgeschlossen gegenber CCS, un-

    ter der Bedingung, dass die Speicherung internationa-

    ler Kontrolle unterliegt und nicht im Meer durchgefhrt

    wird, dass nur entwickelte Lnder mit CO2-Obergrenzen

    CCS als Emissionsminderungsmanahme anrechnen

    drfen und dass keine Konkurrenz um Forschungsgelder

    mit erneuerbaren Energien auftritt und somit CCS nur

    als Ergnzung und nicht als Alternative zu erneuerbaren

    Energien eingesetzt wird. Eine hnliche Position vertritt

    auch das Climate Action Network (WI 2007). Die Ver-

    fgbarkeit von CCS knnte insbesondere in Lndern wie

    China, die gegenwrtig strengere Klimaschutzverpflich-

    tungen ablehnen, zu hohen CO2Einsparungen fhren.

    Verschiedene Umweltorganisationen sind sehr kritisch

    gegenber CCS eingestellt. Greenpeace warnt davor,

    zuknftig mgliche klimafreundliche Kohlekraftwer-

    ke als Alibi fr heute gebaute noch nicht CO2-freie

    Kraftwerke zu benutzen (Greenpeace 2006). Generell

    wird CCS von Greenpeace vor allem als teuer und zu ri-

    sikoreich bewertet (Greenpeace 2007b). Es wurde sogar

    die langfristig sichere Lagerung als unmglich bezeich-

    net (Greenpeace 2003). Auch die Campact-Kampagne

    klassifiziert CCS als Wunschvorstellung und fordert,

    neue Kohlekraftwerke erst zuzulassen, wenn sie mit

    Gas vergleichbare Wirkungsgrade von 58% erreichen

    (Campact o. J.). Der NABU kritisiert, dass das Klimapro-

    blem zwar teilweise durch CCS gelst werden knnte,

    aber die vorgelagerten Probleme des Kohleeinsatzes wie

    z. B. Umweltschden durch Braunkohletagebau nicht

    vermindert, sondern sogar noch verstrkt wrden. Auch

    Robin Wood lehnt CCS ab und kritisiert die Bezeichnung

    CO2-frei als irrefhrend (WI 2007).

    Die vier groen Energieversorger haben die Bedeutung

    der CCS-Technologie erkannt und treiben diese voran.

    Vattenfall konzentriert sich in seinen Projekten beson-

    ders auf das Oxyfuel- und das Post-Combustion-Ver-

    fahren. Am Standort Schwarze Pumpe in Brandenburg

    wurde im September 2008 eine CCS-Pilotanlage mit

    Oxyfuel-Verfahren in Betrieb genommen. Eon mch-

    te 2009 eine Pilotanlage zur CO2-Abtrennung am

    hessischen Kohlekraftwerk Staudinger errichten. RWE

    forscht an einem IGCC-CCS-Kohlekraftwerk als inno-

    vative Brckentechnologie zur klimafreundlichen Koh-

    leverstromung. In einem nchsten Schritt plant RWE

    eine 500 Kilometer lange Klimaschutzpipeline vom

    Kraftwerk in Hrth bei Kln zu den vorgesehenen Spei-

    chersttten in Norddeutschland.

    Eine Gesetzesinitiative zur Regelung von Abscheidung,

    Transport und dauerhafter Speicherung von Kohlendi-

    oxid ist von der Bundesregierung am 1. April 2009 verab-

    schiedet worden und soll Klarheit bei der CO2-Lagerung

    bringen. Von Interesse sind dabei insbesondere die Haf-

    tungsfrage und der Aufbau des neuen Pipelinenetzes.

    Zudem gibt es das Problem der regionalen Verteilung der

    CO2-Speicher, da diese berwiegend im Norden ange-

    siedelt sein werden. Neben der Lsung der technischen

    Probleme, ist die Schaffung dieser Rahmenbedingungen

    notwendige Voraussetzung fr einen raschen Einstieg

    in die klimapolitisch erforderliche Abspaltung und Spei-

    cherung von CO2 in Europa, aber auch insbesondere in

    kohlereichen Lndern wie China oder den USA.

    Die Abspaltung und Speicherung von CO2 ist umstritten

  • Energiepolitik_1 | 2009

    30

    Die Kohleverstromung wird wegen ihrer konomischen

    Vorzge auch in Zukunft einen zentralen Bestand-

    teil der Energieversorgung darstellen. Insbesondere in

    Lndern ohne klimapolitische Zielsetzungen wird Koh-

    le eine weitere Renaissance erleben. Deshalb wird zu

    Recht Kohle als Hauptgefhrdung fr das Weltklima

    aufgefasst und die Abspaltung und Speicherung von

    CO2 als notwendige Technologie zur Stabilisierung und

    langfristigen Reduktion der globalen Treibhausgasemis-

    sionen vorangetrieben. Bei der Diskussion ber die Zu-

    kunft der Kohle in Deutschland ist jedoch zu beachten,

    dass in Europa ein gut funktionierendes, konomisches

    Instrument zur Minderung der Treibhausgasemissionen

    in den energieintensiven Sektoren bereits besteht: der

    EU-Emissionsrechtehandel. Der EU-Emissionsrechte-

    handel sichert die kosteneffiziente Reduktion von Treib-

    hausgasemissionen auch in der Stromerzeugung. Der

    Emissionsrechtehandel umfasst mehrere Sektoren in

    den Mitgliedsstaaten der Europischen Union. Zustzli-

    che klimapolitische Manahmen in einzelnen Mitglieds-

    staaten oder Sektoren des Emissionsrechtehandels sind

    daher unsinnig, im besten Fall wirkungslos.

    Dies ist eine wichtige Einsicht fr die Diskussion ber

    die Zukunft der Kohleverstromung: Nationale CO2-

    Ziele und technologiespezifische Manahmen etwa mit

    Blick auf die Kohleverstromung verstoen gegen das

    Konstruktionsprinzip des europischen Emissionshan-

    dels. Es spielt eben keine Rolle (mehr), wie viele Koh-

    lekraftwerke etwa in Deutschland oder in Spanien ste-

    hen oder wie viele Emissionen in der Stromerzeugung

    (in Deutschland) anfallen. Es zhlt allein, die EU-weite

    CO2-Obergrenze. Emissionen werden im Emissions-

    handel dort gettigt werden, wo sie den hchsten ko-

    nomischen Nutzen stiften, und dort reduziert, wo dies

    relativ kostengnstig mglich ist. Es erscheint aus wirt-

    schaftlicher Sicht daher sinnvoll, den Emissionshandel

    weiter zu strken. Glaubhafte langfristige Reduktions-

    ziele und merkliche Preise fr CO2-Emissionen werden

    zu einem Rckgang der Kohleverstromung fhren. Von

    zustzlichen Manahmen ist abzusehen.

    So ist etwa eine sogenannte Stilllegungsprmie fr alte

    Kohlekraftwerke vor diesem Hintergrund kritisch zu be-

    trachten. Eine Stilllegungsprmie soll die wirtschaftliche

    Nutzungsdauer einer Altanlage verkrzen. Aus kono-

    mischer Sicht wirkt die Zahlung einer Prmie fr die

    vorgezogene Stilllegung eines bestehenden Kohlekraft-

    werks wie eine Subventionierung der Ersatzinvestition.

    Wenngleich die Modernisierung des Kraftwerksparks

    aus klima- und ressourcenpolitischer Sicht sinnvoll sein

    kann, bleibt doch unklar, warum derzeit bestehende

    umweltpolitische Rahmenbedingungen wie z. B. der

    EU-weite Emissionsrechtehandel nicht bereits ausrei-

    chende Anreize setzen. Insbesondere die beschlossene

    knftige Abkehr von der freien Vergabe der Emissions-

    rechte stellt einen wichtigen Schritt in Richtung einer

    verursachungsgerechten Belastung emissionsintensiver

    Produktionskapazitten dar.

    Doch selbst wenn zustzliche Manahmen befrwor-

    tet werden, erscheint eine effektive und effiziente

    Ausgestaltung eines Prmiensystems wegen der damit

    einhergehenden Informationserfordernisse nicht reali-

    sierbar. Hierzu mssten die Bestimmungsfaktoren des

    wirtschaftlichen Ersatzzeitpunktes bekannt sein. Diese

    umfassen etwa den technischen Stand der verfgbaren

    Neuanlagen, die Investitionskosten der Neuanlage, die

    Investitionskosten und Abschreibung bzw. Amortisation

    der alten Anlage, Brennstoffkosten und die Auswirkun-

    gen der Regulierung des Energiesektors. Werden nun

    die zu kompensierenden Opportunittskosten zu gering

    eingeschtzt, verfehlt die Prmie ihre Wirkung.

    Im umgekehrten Fall zu hoher Prmie besteht die

    Gefahr einer mglichen berfrderung und des be-

    wussten Abschpfens von ffentlichen Mitteln durch

    die Investoren. Diese sogenannten Mitnahmeeffekte

    entstehen immer dann, wenn die Kraftwerksbetrei-

    ber auch ohne Subventionierung in Form von Stillle-

    gungsprmien Ersatzinvestitionen ttigen wrden oder

    die Ersatzinvestition bereits bei einer geringeren Subven-

    tion ausgelst wrde. Es besteht weiterhin die Gefahr,

    dass nach Ankndigung der Prmie Ersatzinvestitionen

    so lange zurckgehalten werden, bis der Ersatz des be-

    stehenden Kraftwerks zustzlich gefrdert wird. Dies

    gilt speziell auch fr Anlagen, die aus konomischen

    Grnden sowieso vom Netz gehen wrden.

    V. Politische Handlungsempfehlungen

  • Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland von Andreas Lschel

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    Linksammlung fr Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland

  • Die Mitglieder des Arbeitskreises Energiepolitik sind Experten

    aus Verwaltung, Politik, Wirtschaft, Wissenschaft und der Zivil-

    gesellschaft.

    Kontakt: Dr. Philipp Fink (philipp.fink@fes.de).

    Die in dieser Publikation zum Ausdruck kommenden Meinungen

    sind die des Autors/der Autorin und spiegeln nicht notwendiger-

    weise die Meinung der Friedrich-Ebert-Stiftung oder des Arbeits-

    kreises Energiepolitik wieder.

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